Theohttps://www.tdworld.com/distributed-energy-resources/demand-side-management/article/21168141/consumers-satisfied-with-smart-home-devices-but-data-privac
Trung Quốc cho hay 5 thanh nhiên liệu bị hỏng, gây tích tụ khí phóng xạ tại nhà máy hạt nhân Taishan, nhưng vấn đề "không đáng lo ngại".
Bộ Môi trường và Cục An toàn Hạt nhân Quốc gia Trung Quốc hôm nay ra tuyên bố chung, thông báo nồng độ phóng xạ gia tăng tại một trong hai tổ máy tại nhà máy điện hạt nhân Taishan ở tỉnh Quảng Đông là do 5 thanh nhiên liệu bị hỏng gây ra.
"Do ảnh hưởng của những yếu tố không thể kiểm soát được trong quá trình sản xuất, vận chuyển, xếp dỡ và những yếu tố khác, một lượng nhỏ thanh nhiên liệu bị hỏng", trích tuyên bố.
Nhà máy điện hạt nhân Taishan ở tỉnh Quảng Đông, Trung Quốc, hồi tháng 12/2013. Ảnh:AFP.
Giới chức Trung Quốc giải thích đây là "hiện tượng bình thường và không đáng lo ngại". Có hơn 60.000 thanh nhiên liệu trong lõi của tổ máy và tỷ lệ các thanh bị hỏng "chưa đầy 0,01%".
Bộ Môi trường Trung Quốc cho hay nồng độ phóng xạ tăng "trong phạm vi hoạt động ổn định cho phép" với nhà máy điện hạt nhân, và "không có chuyện rò rỉ phóng xạ ra môi trường".
Hồi đầu tuần, tập đoàn năng lượng EDF của Pháp cho rằng việc tích tụ khí tại một trong số các lò phản ứng của nhà máy điện hạt nhân Taishan là do lớp phủ trên thanh nhiên liệu uranium bị hỏng. EDF cho hay đã được thông báo về sự cố thanh nhiên liệu hồi tháng 10, nhưng mới được biết về sự cố tích tụ khí cuối tuần trước.
Dữ liệu quan trắc môi trường cho thấy nồng độ phóng xạ quanh nhà máy Taishan tăng nhẹ so với những nhà máy điện hạt nhân khác ở Trung Quốc, nhưng giới chức Trung Quốc thông báo mức độ phóng xạ trong môi trường ở tỉnh Quảng Đông vẫn trong phạm vi bình thường.
Taishan bắt đầu đi vào hoạt động năm 2018 và là nhà máy đầu tiên trên thế giới vận hành lò phản ứng hạt nhân EPR thế hệ tiếp theo. Lò phản ứng hạt nhân EPR được cho là có tính an toàn và hiệu quả cao hơn so với các lò phản ứng thông thường trong khi tạo ít chất thải hơn, dù thiết kế EPR bị trì hoãn nhiều năm trong các dự án tương tự tại châu Âu như Anh, Pháp và Phần Lan.
Hiện có hai tổ máy EPR tại Taishan, nằm sát bờ biển Quảng Đông và trung tâm tài chính Hong Kong. Trung Quốc có hàng chục nhà máy điện hạt nhân, nhiều thứ ba thế giới sau Mỹ và Pháp. Quốc gia này đã đầu tư hàng tỷ USD phát triển lĩnh vực năng lượng nguyên tử.
TheoVNexpress
Nhà máy điện thủy triều nổi không phát thải carbon đang được các nhà khoa học và kỹ thuật-công nghệ nghĩ tới và hiện thực hóa.
Nhu cầu năng lượng xanh cho tương lai đang thôi thúc các nhà kỹ thuật-công nghệ hiện thực hóa các ý tưởng khai thác những nguồn năng lượng sạch sẵn có như gió và thủy triều…
Tuabin gió nổi
Hiện tại, trên thế giới chỉ có một số tuabin gió nổi và chưa có trang trại gió thương mại loại này. Cách đây không lâu, Bộ Năng lượng Mỹ đã cam kết chi hơn 100 triệu USD để thúc đẩy công nghệ tuabin gió nổi ngoài khơi và năm ngoái, Tập đoàn General Electric (GE) đã nhận được 3 triệu USD hỗ trợ cho một dự án kéo dài 2 năm, nhằm khởi động phát triển mô hình hóa và mô phỏng tuabin gió nổi để tạo ra một mẫu thử nghiệm, với mục đích chính là tìm giải pháp phòng ngừa sự cố lật tuabin gió.
Tập đoàn quyết định kết hợp các tuabin 12 MW và bệ nổi với các điều khiển tự động để nhà máy điện nổi có thể tự động ổn định mà không bị lật ngay cả khi có bão lớn. Với công suất cao và nền tảng nhỏ gọn, một loại nhà máy điện nổi mới có thể trở nên hiệu quả hơn về chi phí so với các mô hình cố định hiện có. Để giải quyết vấn đề này, GE có kế hoạch giảm 1/3 trọng lượng nền tảng cho nhà trạm mới so với các thiết kế hiện có, điều này sẽ giúp giảm đáng kể chi phí năng lượng cũng như chi phí.
Hiện GE đang sử dụng "nền tảng căng" sẽ được neo vào đáy biển bằng các dây cáp có thể điều chỉnh được. Hệ thống sẽ có thể phân tích sóng và gió giật theo thời gian thực và điều chỉnh độ dài của dây cáp để đảm bảo nền tảng di chuyển bền vững trơn tru theo sóng. Theo các chuyên gia, các trang trại điện gió nổi vượt trội hơn hẳn so với các tuabin gió được gắn chặt vào đáy biển. Ngoài ra, chúng có thể được bố trí bờ biển hơn nhiều, không ảnh hưởng đến địa hình đáy và không gây trở ngại cho việc đánh bắt cá, và cũng không làm gián đoạn tập quán sinh sống của các loài chim biển.
Tuabin gió trục đứng
Các trang trại gió hiện đại là một trong những giải pháp hiệu quả nhất để tạo ra năng lượng xanh. Tuy nhiên, chúng có một nhược điểm lớn - khi gió đến gần hàng tuabin phía trước, quan sát thấy nhiễu động xảy ra ở hạ lưu. Nó ảnh hưởng tiêu cực đến hiệu suất của các hàng tuabin tiếp theo. Do đó, định vị các tuabin gió để có hiệu suất tối đa rất quan trọng trong thiết kế các trang trại gió.
Một nhóm nghiên cứu từ Trường Kỹ thuật Máy tính và Toán học (ECM) ở Oxford Brooks (Anh) do Giáo sư Yakovos Tsanakis dẫn đầu đã tiến hành nghiên cứu chuyên sâu, sử dụng hơn 11.500 giờ mô phỏng trên máy tính để chỉ ra rằng, các trang trại điện gió có thể hoạt động hiệu quả hơn nếu các tuabin gió cánh quạt trục ngang truyền thống (Horizontal-Axis Wind Turbine - HAWT) được thay thế bằng các tuabin gió trục đứng nhỏ gọn (Vertical-axis Wind Turbine - VAWT), quay quanh một trục thẳng đứng so với mặt đất.
Các thiết kế tuabin thẳng đứng hiệu quả hơn nhiều so với các thiết kế truyền thống trong các trang trại điện gió lớn. Ngoài ra, khi lắp theo cặp, năng suất của chúng cao hơn 15% so với lắp ngang. Nói cách khác, hàng tuabin trước sẽ chuyển hóa khoảng một nửa động năng của gió thành điện năng, trong khi đối với các hàng tuabin sau, con số này giảm xuống còn 25-30%. Nghiên cứu đã chỉ ra rằng các VAWT nâng cao hiệu suất của nhau khi được sắp xếp trong một mạng lưới.
Tuabin thủy triều
Hầu hết các nhà máy điện xanh không đáng tin cậy do điều kiện thời tiết thay đổi và sự thay đổi của ngày và đêm. Không phải lúc nào gió cũng thổi với cường độ cần thiết, và mặt trời không chiếu suốt ngày đêm. Trong trường hợp của một nhà máy điện thủy triều, lịch trình lên xuống và dòng chảy có thể dự đoán được, vịnh càng lớn, càng chứa nhiều nước và năng lượng tích tụ càng nhiều và có thể dự đoán được.
Trên cơ sở đó, một nhà máy điện thủy triều nổi (Tidal Power Plant - TPP) không phát thải carbon đang được các nhà khoa học và kỹ thuật-công nghệ nghĩ tới và hiện thực hóa. Công ty Orbital Marine Power gần đây đã khởi động một tuabin thủy triều mạnh (2 MW), Orbital O2, ở vùng biển Scotland. Việc xây dựng một tuabin nặng 680 tấn bắt đầu vào năm 2019.
Tuabin O2 có cấu trúc phần thân dài 74 m với hai tế bào nano công suất 1 MW ở hai đầu của các đầu ra, các cánh dài 10 m và diện tích bao phủ của cánh (để thu năng lượng thủy triều hiện tại) là hơn 600 m2. Cấu trúc nổi của Orbital O2 được hỗ trợ bởi hệ thống neo bốn điểm, trong đó mỗi xích neo có khả năng nâng hơn 50 xe buýt hai tầng.
O2 đã được thiết kế để việc lắp đặt tuabin và tất cả các trạm liên quan có thể được thực hiện bởi các tàu thường với chi phí thấp và việc bảo trì có thể được thực hiện bởi các tàu nhỏ, giảm thiểu thời gian chết và giảm chi phí xây dựng cũng như vận hành. Điện được truyền từ tuabin qua cáp động và cáp tĩnh dọc đáy biển đến lưới điện trên bờ của địa phương. Khi được đưa vào vận hành và kết nối với Trung tâm Năng lượng Hàng hải Châu Âu ở Quần đảo Orkney, Orbital O2 sẽ trở thành tuabin thủy triều mạnh nhất thế giới đi vào hoạt động.
Thiết kế tuabin sử dụng các giải pháp sáng tạo: hiệu suất chuyển đổi năng lượng sóng thành năng lượng điện cao hơn 50% so với các máy phát điện tương tự của các thế hệ trước. Điều này được tạo ra bởi các cánh quạt lớn hơn hoạt động ở tốc độ thấp hơn và các cánh quạt cải tiến và bộ giảm chấn neo. Tuabin sẽ có đủ công suất để cung cấp điện cho khoảng 2.000 hộ gia đình ở Anh và bù đắp khoảng 2.200 tấn carbon dioxide mỗi năm./.
Cerro Dominador là tên gọi 1 nhà máy điện tập trung có tổng công suất 210 MW, bao gồm nhà máy điện mặt trời (CSP Cerro Dominador) công suất 110 MW kết hợp với nhà máy pin quang điện (PV Cerro Dominador) 100 MW mới được đưa vào vận hành tại María Elena thuộc vùng Antofagasta của Chile.
Dự án nhiệt điện mặt trời khổng lồ đầu tiên ở Mỹ Latinh này đã được chính phủ Chile phê duyệt năm 2013 và được Abengoa Solar Chile - một chi nhánh Tập đoàn đa quốc gia Abengoa Tây Ban Nha - khởi công xây dựng tháng 5/2014 trên khu đất rộng 1.000 ha.
Tháng 5/2018, đối tác năng lượng toàn cầu của EIG đã đóng khoản tài trợ 758 triệu USD và Abengoa hợp tác với Acciona, để khởi động lại việc xây dựng và thực hiện giai đoạn 2 của CSP Cerro Dominador diễn ra vào tháng 6/2018. Trong số các nhà tài trợ có Natixis, Deutsche Bank, Société Générale, ABN AMRO, Banco Santander, Commerzbank và BTG Pactual.
Tháng 2/2020, quá trình nấu chảy 45.000 tấn muối trong kho nhiệt được bắt đầu. Cuối tháng đó, thiết bị thu năng lượng mặt trời nặng 2.300 tấn đã được nâng lên độ cao 220 mét trong tháp trung tâm của khu phức hợp, làm cho tháp có tổng chiều cao 252 mét - là công trình nhân tạo cao thứ hai ở Chile sau Gran Torre Costanera.
Dự án CSP Cerro Dominador được lắp đặt 10.600 gương, trải rộng trên diện tích 700 ha bao quanh tòa tháp trung tâm tại vùng Antofagasta - phía Bắc Chile trên sa mạc Atacama - một trong những nơi khô hạn nhất với bức xạ mặt trời cao nhất trên Trái Đất, có thể tiết kiệm phát thải hơn 400.000 tấn CO2 mỗi năm. Với diện tích bề mặt phản chiếu mỗi mặt là 140 m2, các tấm gương sẽ “bám” theo mặt trời trên 2 trục và tập trung năng lượng mặt trời vào bộ thu nằm ở trên tháp trung tâm có công suất 110 MW.
Các tấm gương tập trung bức xạ mặt trời vào 1 bộ thu ở phần trên của tháp, nơi nhiệt được truyền đến các muối nguội chứa trong 2 bể để làm nóng chảy chúng; nhiệt độ đầu vào và đầu ra của đầu thu sẽ lần lượt là 300 độ C và 550 độ C. Các muối nóng chảy sau đó truyền nhiệt trong bộ trao đổi nhiệt thành hơi nước quá nhiệt, cung cấp cho tuabin biến đổi động năng của hơi nước thành năng lượng điện theo nguyên lý chu trình mang tên Rankine. Cerro Dominador là nhà máy điện CSP có kho chứa lớn nhất ở Mỹ Latinh. Cơ sở có tổng diện tích 1.484.000 m2 đã được nối lưới vào tháng 4/2021.
Nhà máy sẽ có một hệ thống lưu trữ tiên tiến cho phép sản xuất điện đến 17,5 giờ mà không cần bức xạ mặt trời trực tiếp, cho phép cung cấp nguồn điện ổn định mà không bị gián đoạn, nếu cần. Dự án đảm bảo doanh số bán hàng lên đến 950 GWh mỗi năm. Ngoài ra, nhà máy sẽ có một trạm phụ và đường dây truyền tải.
Nhà máy PV Cerro Dominador công suất 100 MW bao gồm 392.000 tấm pin mặt trời, được gắn trên các thiết bị gá 1 trục trên một khu đất rộng 300 ha. Nhà máy PV bắt đầu đi vào hoạt động với công suất 62 MW và đạt công suất tối đa vào tháng 1/2017, được kết nối với lưới điện Chile vào tháng 8/2017.
Dự án điện mặt trời hỗn hợp thuộc sở hữu của Cerro Dominador - một công ty Chile thuộc quỹ đầu tư do EIG Global Energy Partners có trụ sở tại Mỹ điều hành. APW1 - một liên doanh giữa Abengoa (45%) và EIG (55%), được thành lập để phát triển dự án vào tháng 3/2015. Tuy nhiên, EIG đã nắm toàn quyền sở hữu và kiểm soát dự án vào tháng 10/2016.
Nhà máy Cerro Dominador có tuổi thọ ước tính từ 30 - 50 năm. Chi phí của dự án ước tính khoảng 1 tỷ USD. Chính phủ Chile thông qua CORFO, đang cung cấp 20 triệu USD tài trợ và cũng đang cho mượn đất nơi đặt nhà máy. Chính phủ Chile cũng đàm phán các khoản vay từ Ngân hàng Phát triển Liên Mỹ, Quỹ Công nghệ Sạch, Ngân hàng Phát triển thuộc sở hữu nhà nước Đức (KfW) và Liên minh châu Âu.
Cerro Dominador cũng được hỗ trợ bởi hợp đồng mua bán điện kéo dài 15 năm, với mức giá 114 USD/MWh bắt đầu từ tháng 1/2019 và thỏa thuận mua bán điện đã được ký với Empresas Copec vào tháng 12/2019 và kéo dài 5 năm kể từ tháng 7/2020.
Được trang bị khả năng lưu trữ nhiệt 17,5 giờ để cung cấp điện liên tục, dự án Cerro Dominador là một phần của chương trình năng lượng tái tạo quốc gia, nhằm cung cấp cho Chile năng lượng sạch hơn, đồng thời giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch như than đá và khí đốt tự nhiên. Cerro Dominador sẽ ngăn chặn việc phát thải khoảng 870.000 tấn CO2 vào khí quyển mỗi năm - tương đương lượng khí thải từ hơn 300.000 ô tô trong 1 năm.
Việc xây dựng, vận hành và bảo dưỡng nhà máy cũng sẽ đóng vai trò là chất xúc tác cho sự phát triển kinh tế - xã hội trong khu vực, tạo ra hơn 1.000 việc làm làm trực tiếp và gián tiếp trong xây dựng, phát triển, vận hành nhà máy cũng như mạng lưới dịch vụ, đóng góp đáng kể vào nền kinh tế địa phương, thúc đẩy tăng trưởng kinh tế trong khu vực.
Chương trình dự định nhằm thúc đẩy sự phát triển kinh tế của Chile và giảm sự phụ thuộc vào than đá và khí đốt tự nhiên, đồng thời nỗ lực sản xuất 20% điện năng từ các nguồn năng lượng sạch vào năm 2025. Với khả năng sản xuất 210 MW năng lượng tái tạo, tổ hợp Cerro Dominador đủ để đáp ứng nhu cầu sử dụng của 380.000 hộ gia đình.
Theo Tổng thống Chile Sebastian Pinera, để hiện thực hóa các mục tiêu về năng lượng sạch, sẽ có thêm nhiều dự án năng lượng sạch được đưa vào hoạt động ở Chile trong năm 2021, bao gồm việc điện khí hóa phương tiện giao thông công cộng, thay thế năng lượng dựa trên carbon bằng các giải pháp xanh và mở rộng rừng hấp thụ CO2./.
Ông Văn Huy, huyện Krong Ana, Dak Lak, đầu tư 50 triệu đồng cho hệ thống điện gió để thắp sáng tại trang trại. Cùng làng ông, 5 gia đình cũng sử dụng năng lượng này.
Hệ thống do ông Huy lắp đặt có quy mô nhỏ, gồm tua-bin gió công suất 1 KW, bộ điều khiển sạc điện gió, ba bình ắc-quy 150 AH để lưu trữ điện, bộ Inverter công suất tối đa 6 KW, cùng dây dẫn, cột lắp tua-bin. Ông Huy trang bị hệ thống này cho trang trại - nơi khó kéo điện lưới tới và chi phí điện lớn. Ông chủ yếu dùng điện gió để thắp sáng, chạy quạt điện, nấu cơm và đôi khi bơm nước.
Anh Lê Danh ở huyện Tam Bình, Vĩnh Long, cũng đầu tư gần 150 triệu đồng cho hệ thống điện gió để thắp sáng và chạy các thiết bị gia đình. Hệ thống của anh sử dụng hai tua-bin gió loại 2 KW cùng 5 ắc-quy loại 200 AH để lưu điện, Inverter, bộ điều khiển sạc... Nguồn năng lượng từ gió đủ để anh Danh dùng khoảng 5 - 6 tiếng, chủ yếu phục vụ các thiết bị cần sử dụng trong thời gian ngắn, như máy giặt, TV, điều hòa và các thiết bị chiếu sáng. Đây cũng là giải pháp anh Danh dùng vào giờ cao điểm và khi mất điện.
Một hệ thống điện gió hộ gia đình, gồm bốn tua-bin gió, công suất mỗi tua-bin đạt 1 KW. Ảnh: Duy Quân.
Trên các hội nhóm về điện gió hộ gia đình, nhiều người đã sử dụng các thiết bị tạo năng lượng từ gió để thay thế một phần điện lưới, chủ yếu để thắp sáng và chạy các thiết bị điện công suất không quá cao. Một số gia đình kết hợp điện gió và điện mặt trời, tạo ra dòng điện thay thế điện lưới, sử dụng cả ngày lẫn đêm.
Cấu tạo một hệ thống điện gió
Mỗi hệ thống điện gió (phong điện) gồm bốn thành phần chính: tua-bin gió để tạo dòng điện một chiều, bộ điều khiển sạc điện gió để điều khiển điện áp và dòng điện đảm bảo an toàn cho ắc-quy, ắc-quy lưu trữ điện và bộ Inverter chuyển điện một chiều sang xoay chiều.
Giá của tua-bin gió hiện nay khá đa dạng, nhưng chỉ có 2 loại chính: trục đứng và trục ngang. Chi phí từ vài triệu đồng đến hàng chục triệu đồng tùy công suất và chất lượng. Một tua-bin gió loại 100 W được bán với giá từ 2,5 đến 3 triệu đồng, 500 W là 5 đến 7 triệu đồng, 1 KW giá 15 đến 30 triệu đồng, 2 KW trên 30 triệu đồng, 5 KW trên 60 triệu đồng.
Với ắc-quy, mỗi chiếc trên thị trường giá 4 đến 10 triệu đồng, tùy loại và dung lượng. Ắc-quy axit - chì rẻ hơn, nhưng tuổi thọ ngắn và có thể gây ô nhiễm môi trường, còn ắc-quy dùng pin Lithium-ion đắt hơn, bù lại hiệu suất tốt hơn và độ bền cao. Thông thường, một hệ thống lưu trữ điện gió cho hộ gia đình cần khoảng 2 đến 5 chiếc ắc-quy dung lượng từ 100 đến 300 AH mỗi chiếc.
Bộ điều khiển năng lượng gió giá bán tùy thuộc công suất mà nó hỗ trợ. Các mẫu công suất 400 W giá từ 500.000 đồng, 1 KW khoảng 1,5 triệu đồng, 2 KW 5 triệu đồng, còn 5 KW từ 10 triệu đồng.
Bộ Inverter cho điện gió khoảng 5 - 20 triệu đồng tùy vào công suất đáp ứng, thường từ 1 KW tới 10 KW. Đây là thiết bị chuyển từ dòng điện một chiều từ ắc-quy sang dòng điện xoay chiều 180 - 260V, phục vụ cho các thiết bị trong gia đình.
Theo một đại lý chuyên cung cấp các thiết bị điện gió tại quận 8, TP HCM, tua-bin loại 1 KW và 2 KW được mua nhiều hơn cả do đây là mức công suất phù hợp với các nhu cầu về điện cơ bản của gia đình. Khách hàng có thể mua lẻ từng thiết bị hoặc mua trọn bộ, bao gồm cả các vật tư khác, như cột chống, dây điện... Một hệ thống 1 KW giá từ 40 đến 70 triệu đồng, trong khi 2 KW khoảng 70 đến 100 triệu đồng.
"Mỗi tuần công ty bán được 15 đến 30 bộ với đủ loại công suất, nhưng chủ yếu vẫn là loại 1 KW và 2 KW", đơn vị này cho biết. "Khách hàng thường ở các tỉnh miền Tây, Tây Nguyên, vùng duyên hải và một số tỉnh phía Bắc".
Khu vực nào phù hợp điện gió
Ngô Thu, một chuyên gia về điện gió và điện mặt trời tại TP HCM, cho biết, các hệ thống điện gió thích hợp với các khu vực có nhiều gió, như Tây Nguyên; vùng cao hoặc ven biển.
Theo anh Thu, gia đình dùng cho mục đích thắp đèn điện, chỉ cần mua tua-bin công suất 100 - 500 Watt và 1 - 2 ắc-quy là đủ. Các hệ thống này có thể không cần đến bộ Inverter để tiết kiệm chi phí, nhưng buộc phải sử dụng các loại đèn hoặc thiết bị dùng dòng điện một chiều.
Với các nhu cầu cần nhiều năng lượng hơn, như dùng cho điều hòa, TV, máy giặt... công suất tua-bin gió cần cao hơn, số lượng ắc-quy phải lớn hơn để tích trữ năng lượng. Với hệ thống này, chi phí sẽ lớn.
Ưu điểm của điện gió so với điện mặt trời là khả năng hoạt động cả ngày lẫn đêm, miễn là có gió, cũng như không chiếm nhiều diện tích lắp đặt, tạo cảnh quan đẹp hơn.
Theo anh Cao, một thợ lắp đặt điện gió tại TP HCM, tốc độ gió là yếu tố quan trọng quyết định hiệu suất của tua-bin. Chẳng hạn, với tốc độ gió 2 m/s, công suất ra chỉ là 1,5 Watt; từ 4 m/s là 10 Watt; 7 m/s công suất ra đạt 80 Watt. Ở tốc độ gió trên 15 m/s, công suất ra có thể đạt hơn 650 Watt. "Chỉ cần gió từ 2 m/s là đã có thể tạo ra dòng điện, nhưng tốc độ tốt nhất vẫn nên từ 7 m/s", anh Cao, cho biết.
Việc lắp đặt các hệ thống điện gió không quá phức tạp, có thể tự thực hiện nếu có chút am hiểu. Tuy nhiên, khả năng bảo trì của điện gió khó hơn nếu tua-bin hỏng, nhất là khi gió quá mạnh, mưa bão. Anh Cao nhấn mạnh rằng giải pháp điện gió chỉ phù hợp với một số tình huống nhất định, không phải là giải pháp để tiết kiệm điện.
Gia đình của ông Huy, anh Danh kể trên đang sử dụng hệ thống điện gió cho các nhu cầu và khu vực cụ thể, chứ không thay thế hoàn toàn hệ thống điện của gia đình. Trên các hội nhóm về điện gió hộ gia đình, những người đang dùng điện gió cho biết họ chỉ lắp ở những nơi khó kéo điện lưới, dùng vào giờ cao điểm trong ngày hoặc khi mất điện... Đây không phải là giải pháp giúp gia đình tiết kiệm điện, do chi phí đầu vào cao.
Nếu có nhu cầu lắp điện gió, người dùng nên mua thiết bị tại những đại lý có tên tuổi, tránh mua sản phẩm trôi nổi, không rõ nguồn gốc xuất xứ trên thị trường. Ngoài ra, người dùng cũng cần lưu ý thời gian bảo hành của thiết bị và các hỗ trợ về kỹ thuật từ phía công ty lắp đặt.
TheoVNexpress - Bảo Lâm
Nhiều tập đoàn lớn muốn đầu tư vào điện gió ngoài khơi của Việt Nam nhưng nhiều nút thắt đang khiến việc này không dễ.
Vẫn chỉ là tiềm năng
Tại Quyết định 39 của Thủ tướng Chính phủ về giá điện gió, điện gió ngoài khơi có mức giá bán là hơn 2.223 đồng/kWh (tương đương 9,8 cent/kWh). Tuy nhiên, đến nay, hạn cuối cùng doanh nghiệp được hưởng mức giá này là 31/10/2021 đã đến gần, trong khi chưa một dự án nào được hiện thực hóa. Tất cả vẫn còn trên bàn tính toán.
Tại buổi trao đổi trực tuyến về điện gió ngoài khơi ngày 11/6, do Hội đồng năng lượng gió toàn cầu (QWEC) thực hiện, bà Liming Qiao, Giám đốc khu vực châu Á của QWEC, cho rằng: Việt Nam đang dẫn đầu Đông Nam Á về điện gió ngoài khơi. Việt Nam có 160GW tiềm năng kỹ thuật có thể tận dụng điện gió ngoài khơi.
Tuy nhiên, tại dự thảo Quy hoạch điện 8, mục tiêu của điện gió ngoài khơi đưa ra rất khiêm tốn, ở mức 2.000-3.000MW và vận hành đến năm 2030.
| Điện gió ngoài khơi đang có nhiều nhà đầu tư muốn triển khai |
Theo bà Liming Qiao, Việt Nam hoàn toàn đạt được mục tiêu 10GW trước 2030 và nên đặt ra mục tiêu này.
Khi nhìn nhận giá điện gió trên thế giới, bà Liming Qiao cho rằng “đã giảm rất nhiều” so với trước đây. “Chi phí sẽ giảm khi tổng lượng lắp đặt trên thị trường đạt đến một ngưỡng nhất định”, bà Liming Qiao khẳng định.
Nhưng việc đầu tư điện gió ngoài khơi không dễ. Quá trình phát triển có thể mất 5-6 năm, lắp đặt mất 2 năm và hoạt động trong khoảng 25 năm. Hầu hết trang trại điện gió ngoài khơi nằm cách bờ biển đến 60km, với tốc độ gió trung bình 9m/giây và độ sâu nước lên đến hơn 50m.
Ông Andrew Ho, Giám đốc quan hệ chính phủ và chính sách khu vực châu Á - Thái Bình Dương, Tập đoàn Orsted (Đan Mạch) cho rằng: Khi các nhà đầu tư quốc tế quan tâm tới một thị trường thì họ cần thấy khuôn khổ chính sách ổn định để đầu tư lâu dài cho thị trường đó.
Điều này có thể đạt được thông qua đối thoại thường xuyên với Chính phủ, chính quyền địa phương,... Quan trọng là Chính phủ cần đưa ra các khung pháp lý quan trọng và minh bạch vì điện gió ngoài khơi rất khó để xây dựng, dẫn điện vào bờ cũng không dễ. Để làm được những điều này, các nhà đầu tư phải trao đổi với rất nhiều bên: Chính phủ, điện lực, cơ quan cấp địa phương.
“Tại nhiều quốc gia, họ đã lập ra một đầu mối liên lạc duy nhất, được Nhà nước chỉ định để quản lý vấn đề này. Đó là điều tuyệt vời cho các nhà đầu tư, bởi nhà nước sẽ chia sẻ rủi ro và góp phần giảm giá sản xuất điện, điều này lợi cho cả hai bên”, ông Andrew Ho nói.
| Làm điện gió ngoài khơi không dễ dàng. |
Giá ưu đãi sắp hết hạn
Đại diện Hội đồng năng lượng gió toàn cầu đề nghị Chính phủ Việt Nam tiếp tục mức giá điện hiện tại (2.223 đồng/kWh, tức 9,8cent/kWh) cho 4.000-5.000 MW đầu tiên.
“Giá FIT sẽ hết hạn vào tháng 11 năm nay và khoảng thời gian còn lại không đủ nhiều để tính giá FIT sắp tới như thế nào là hợp lý. Tuy nhiên, DN có thể tiếp tục đầu tư với mức giá FIT hiện tại được kéo dài thêm”, bà Liming Qiao nói. Bà cho rằng, sau khi đạt ngưỡng điện gió ngoài khơi 5.000MW thì hoàn toàn có thể chuyển sang phương thức đấu thầu.
Chung quan điểm, ông Bernard Casey, Giám đốc phát triển Công ty Mainstream Việt Nam, nhìn nhận: Năm ngoái, Bộ Công Thương đã trình gia hạn cơ chế giá FIT thêm 2 năm nữa. Nhiều công ty đang hoạt động trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi đánh giá đây là tín hiệu tốt. Nhưng Chính phủ vẫn chưa có câu trả lời cụ thể có gia hạn hay không và chuyện gì sẽ xảy ra tiếp.
Ông Sebastian Haid Buhl, Giám đốc quốc gia của Tập đoàn Orsted, nêu quan điểm: Không phải cứ đấu thầu thì giá thấp hơn giá FIT. Nếu không có giai đoạn chuyển tiếp thì đấu thầu còn làm giá tăng cao hơn giá FIT.
Bà Maya Malik, Tổng giám đốc Dự án điện gió ngoài khơi La Gàn, chia sẻ: "Tại Việt Nam, nếu làm đấu thầu chúng tôi phải đảm bảo giá thấp trong thời gian dài và không để xảy ra sai lầm. Hiện ở Việt Nam không có chuỗi cung ứng, chính sách không rõ ràng, hợp đồng mua bán điện muốn dùng để vay vốn rất khó nên chúng tôi không thể tính toán tài chính cụ thể cho dự án được. Nếu giá không cao sẽ khó thực hiện dự án.
“Vì vậy chúng tôi ủng hộ cần có giai đoạn chuyển đổi từ từ để hướng tới đấu thầu chứ không phải thực hiện đấu thầu ngay”, bà Maya nói.
Theo các chuyên gia, một dự án điện gió ngoài khơi muốn có tính kinh tế thì quy mô phải 400-500 MW/dự án, với mức vốn đầu tư tầm 800 triệu-1 tỷ USD trở lên. Thời gian triển khai mất khoảng 5-7 năm, từ lúc bắt đầu phát triển đến khi vận hành.
Nhưng ai sẽ là người đầu tư xây dựng cảng phục vụ các dự án điện gió ngoài khơi và đường dây truyền tải từ ngoài khơi về điểm đấu nối của ngành điện ở đất liền?
Trả lời câu hỏi này của PV. VietNamNet, bà Maya Malik cho biết sẵn sàng đầu tư xây dựng đường truyền tải từ các khu vực dự án về lưới điện chính và mong muốn EVN nâng cấp lưới điện trên bờ hiện có để tải công suất dự án.
Ông Sebastian đồng quan điểm: "Để công ty nhà nước làm truyền tải nối từ đất liền ra biển thì tiến độ bị lùi nên chúng tôi sẵn sàng xây dựng đường truyền tải. Tuy nhiên, việc quan trọng là các công ty điện nhà nước cần nâng cấp hệ thống lưới điện trên bờ. Mức giá 9,8cent/kWh có thể đảm bảo cho chúng tôi tiến hành việc này".
Có thể thấy, các nhà đầu tư nước ngoài đang bày tỏ mối quan tâm đến điện gió ngoài khơi. Nhưng vấn đề an ninh quốc phòng cũng được đặt ra. Các nhà đầu tư cho hay các dự án đều được xin ý kiến Bộ Quốc phòng trước khi tiến hành làm các trình tự thủ tục tiếp theo, và sẽ tuân thủ tất cả các yêu cầu của Bộ Quốc phòng “nếu các vấn đề được đưa ra rõ ràng”.
Ngoài ra, việc các nhà đầu tư liệu có chấp thuận điều kiện “cắt giảm công suất” khi đàm phán Hợp đồng mua bán điện hay không cũng là điều không dễ thương thuyết.
Mặt khác, chi phí làm điện gió ngoài khơi không rẻ. Mức giá 2.223 đồng/kWh tại Quyết định 39 cũng cao hơn mức giá bán lẻ bình quân hiện hành rất nhiều (1.864,44 đồng/kWh). Cho nên, điện gió ngoài khơi dù sạch, ổn định cũng không dễ để triển khai. Dù thế nào, khi cân nhắc về thúc đẩy điện gió ngoài khơi cũng cần đặt lợi ích của quốc gia dân tộc lên trên hết, giống như lãnh đạo Chính phủ đã yêu cầu khi chỉ đạo làm Quy hoạch điện 8.
Theo Lương Bằng/Vietnamnet.vn
Link gốc: https://vietnamnet.vn/vn/kinh-doanh/dau-tu/tham-vong-lam-dien-gio-ngoai-khoi-745317.html
rung tâm Dịch vụ sửa chữa EVN đã huy động lực lượng tinh nhuệ nhất nghiên cứu tìm hiểu và phối hợp chặt chẽ với các đơn vị liên quan, chuyên gia để thi công.
| Tiến hành thay thế cáp dầu bằng cáp khô tổ máy số 1 Nhà máy Thủy điện Hòa Bình. (Nguồn: evn.com.vn) |
Trung tâm Dịch vụ sửa chữa EVN (EVNPSC) cho biết đơn vị vừa cùng Công ty Thủy điện Hòa Bình và các đơn vị liên quan hòa lưới điện quốc gia tổ máy số 1 Nhà máy Thủy điện Hòa Bình sau thời gian dừng máy để thực hiện các hạng mục thay thế cáp dầu bằng cáp khô và trung tu tổ máy.
Đây là lần đầu tiên triển khai thay thế cáp dầu bằng cáp khô trong nhà máy thủy điện tại Việt Nam nên Trung tâm Dịch vụ sửa chữa EVN đã huy động lực lượng tinh nhuệ nhất nghiên cứu tìm hiểu và phối hợp chặt chẽ với các đơn vị liên quan, chuyên gia để thi công.
Đến nay, sau thời gian thi công gắp rút, khẩn trương, tiến độ của dự án đã hoàn thành.
Ông Nguyễn Đăng Hà, Phó Giám đốc EVNPSC, cho biết các tổ máy của Nhà máy Thủy điện Hòa Bình được vào vận hành trên 30 năm, hệ thống cáp dầu 220kV phục vụ truyền tải công suất phát của tổ máy từ máy biến áp tăng áp đến trạm chuyển tiếp 220kV đã bắt đầu già cỗi.
Các ghi nhận trong vận hành cho thấy, dầu cách điện cáp đã lẫn tạp chất gây nguy cơ sự cố cáp ngày càng cao. Do đó, việc thay thế hệ thống cáp dầu 220 kV nêu trên nhằm đảm bảo cho nhà máy làm việc liên tục; an toàn cho người vận hành và nhà máy.
Ông Nguyễn Đăng Hà cho biết cáp dầu được đưa vào vận hành từ năm 1988 từ khi xây dựng Nhà máy Thủy điện Hòa Bình, đến nay, công nghệ này đã cũ, lạc hậu.
Thay thế cáp khô là công nghệ mới. Cáp khô có ưu điểm ưu điểm nhỏ gọn, vận hành sẽ tốt hơn, đơn giản hơn, chất lượng cao hơn, tuổi thọ cao hơn và chịu được môi trường tự nhiên ở nhiệt độ cao hơn so với cáp dầu.
Việc hoàn thành thay cáp dầu bằng cáp khô tổ máy 1 Nhà máy Thủy điện Hòa Bình khẳng định được bước phát triển của EVNPSC trong việc làm chủ công nghệ, nâng cao tay nghề đội ngũ kỹ sư, công nhân để có thể thi công tại nhiều nhà máy thủy điện khác để nâng thu nhập cho cán bộ công nhân viên.
Ông Phạm Văn Điển, Trưởng bộ phân EVNPSC tại Hòa Bình, cho biết thi công tuyến cáp khô là công việc mới mẻ ở Việt Nam, đặc biệt là thay thể sửa chữa sẽ khó khăn hơn nhiều so với thi công mới.
Chính vì vậy từ khi EVNPSC được Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao nhiệm vụ, các kỹ sư EVNPSC tại Hòa Bình đã nghiên cứu và tìm tòi học hỏi từ thực tế và tìm hiểu tài liệu để từng bước làm chủ động công nghệ.
Chia sẻ thêm về những khó khăn, ông Phạm Văn Điển cũng cho biết thêm, các tuyến cáp thi công nằm trong tuyến kỹ thuật của nhà máy.
Việc thi công xây dựng công trình nằm hoàn toàn trong phạm vi Nhà máy Thủy điện Hòa Bình nên cách thức triển khai và điều kiện thi công rất khó khăn khi các thiết bị, tổ máy khác đang vận hành, mang điện.
Cùng với đó việc vận chuyển thiết bị với tổng khối lượng trên 100 tấn đều phải dùng thủ công. Đặc biệt thi công trong hầm với nhiệt độ rất nóng, trung bình lên tới trên 40 độ C, có thời điểm lên đến gần 50 độ C khi nhiệt độ ngoài trời lên cao và phát điện cao các tổ máy.
“Mặc dù gặp nhiều khó khăn nhưng đến nay việc thi công đã hoàn thành đánh dấu bước phát triển và làm chủ công nghệ trong kéo cáp khô của nhà máy thủy điện tại Việt Nam,” ông Phạm Văn Điển cho biết.
Ông Phạm Văn Vương, Phó Giám đốc Công ty Thủy điện Hòa Bình, đánh giá cao nỗ lực của EVNPSC trong thời gian qua khi đã thi công 3 ca liên tục trong nhiều ngày, cùng với đó phối hợp chặt chẽ với công ty, các chuyên gia đảm bảo tiến độ của công trình.
Việc hoàn thành thay cáp để đưa tổ máy số 1 Nhà máy Thủy điện Hòa Bình vào vận hành thời điểm này có ý nghĩa rất quan trọng cho hệ thống điện khi nắng nóng đang diễn ra tại các tỉnh phía Bắc, phụ tải đỉnh liên tục lập kỷ lục mới.
Cùng với đó, việc hoàn thành cũng giúp nhà máy vận hành hiệu quả, kinh tế trước mùa mưa lũ năm nay để tránh xả thừa khi có lũ lớn./.
Theo Đức Dũng (TTXVN/Vietnam+)
Theo Bộ Công Thương, nhằm đảm bảo cung ứng điện giai đoạn 2021-2025, cần đảm bảo tiến độ các nguồn điện, phát triển nguồn năng lượng tái tạo, tăng nhập khẩ
| Vận hành lưới điện truyền tải tại trạm biến áp 500kV Đak Nông. (Ảnh: Ngọc Hà/TTXVN) |
Đợt nắng nóng vừa qua ở miền Bắc dẫn đến nhu cầu sử dụng điện tăng cao khiến hệ thống điện lập kỷ lục mới trong tiêu thụ.
Số liệu từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho hay, công suất tiêu thụ điện toàn quốc vọt lên đỉnh mới 41.558 MW vào ngày 2/6/2021, cao hơn 3.200 MW so với mức đỉnh của năm 2020.
Với công suất dự phòng hiện nay, nhiều khả năng đến năm 2025, Việt Nam có thể sẽ rơi vào tình trạng thiếu điện.
Dự phòng có đủ?
Báo cáo từ Bộ Công Thương cho biết đến hết năm 2020, hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất lắp đặt nguồn điện khoảng 69.000 MW; trong đó, nhiệt điện than, thủy điện mỗi loại chiếm khoảng 30% tổng công suất, điện mặt trời chiếm khoảng 24%, tuabin khí và điện chạy dầu chiếm khoảng 13%, điện gió-điện sinh khối và nhập khẩu khoảng 1%.
Năm 2020 công suất phụ tải cực đại của hệ thống điện khoảng 38.700 MW, tỷ lệ dự phòng là 79% nếu tính cả điện gió, mặt trời và 34% nếu không tính đến các nguồn điện này. Như vậy, trong năm 2021, khả năng cung ứng điện vẫn đảm bảo với tỷ lệ dự phòng tương đối cao.
Giải trình về dự thảo Quy hoạch Điện VIII, Bộ Công Thương cũng cho rằng nếu có xét đến nguồn năng lượng tái tạo thì tỷ lệ dự phòng công suất toàn quốc và các miền tương đối ổn; trong đó miền Bắc là 13%, miền Trung 291% và miền Nam là 36%.
Tuy nhiên, nếu không xét các nguồn năng lượng tái tạo thì hệ thống điện miền Bắc và miền Nam sẽ thiếu công suất dự phòng.
Thực tế cho thấy, công suất tiêu thụ đạt đỉnh mới 41.558 MW vào ngày 2/6/2021 xảy ra từ chiều tối đến nửa đêm và chủ yếu là tiêu thụ điện trong sinh hoạt. Với công suất lắp đặt nguồn điện khoảng 69.000MW; trong đó có khoảng 17.000MW nguồn điện mặt trời, thì vào buổi tối, khi không có pin lưu trữ điện mặt trời, công suất nguồn điện cả nước giảm mạnh, chỉ còn khoảng 52.000MW.
Ông Nguyễn Văn Vy, chuyên gia năng lượng cho rằng, hiện cũng là thời điểm nước về các hồ thủy điện thấp, nắng nóng khiến hiệu suất tại các nhà máy nhiệt điện than kém hơn bình thường…, do vậy công suất khả dụng của toàn hệ thống sẽ thấp hơn mức 52.000 MW.
Với mức dự phòng gần như sát với mức tiêu thụ công suất đỉnh vào buổi tối, thì việc cắt giảm điện, hay quá tải lưới điện là điều không tránh khỏi.
Theo giải trình từ Bộ Công Thương, tỷ lệ dự phòng công suất toàn quốc đến năm 2025, không xét năng lượng tái tạo chỉ khoảng 18%, gây khó khăn cho việc xếp đặt lịch bảo dưỡng, sửa chữa các nhà máy điện, đặc biệt là thời điểm phụ tải cực đại vào buổi tối và mùa khô.
Cụ thể, tỷ lệ dự phòng hệ thống điện miền Nam sẽ giảm mạnh từ năm 2023 và không đủ điện vào năm 2025. Nguy cơ thiếu điện cao hơn vào mùa khô, hoặc thời điểm ngừng cấp khí, sửa chữa, bảo dưỡng các nhà máy điện ở khu vực miền Nam.
Ở miền Bắc, tỷ lệ dự phòng năm 2025 chỉ còn 10%. Như vậy trong giai đoạn 2023-2025, miền Bắc hầu như không có công suất dự phòng và phải nhận hỗ trợ từ miền Trung trong cao điểm mùa khô hoặc trường hợp sửa chữa bảo dưỡng các nhà máy điện.
Theo báo cáo cập nhật cân đối cung cầu điện giai đoạn 2021-2025 của EVN, trong trường hợp các nguồn điện chậm tiến độ, nguồn năng lượng tái tạo ngừng triển khai sau mốc tháng 10/2021 thì hệ thống sẽ bị thiếu hụt nguồn cung lớn. Sản lượng thiếu hụt có thể lên tới 27,7 tỷ kWh điện vào năm 2025.
Nhiều dự án chậm tiến độ
Theo Quy hoạch Điện VII điều chỉnh, tổng công suất các nguồn điện bao gồm các nguồn điện được chính thức bổ sung quy hoạch đạt gần 104.000 MW.
Giai đoạn 2016-2020, các nguồn năng lượng mặt trời phát triển nóng, đạt tới 132% tổng công suất nguồn điện cần đưa vào vận hành trong giai đoạn này. Tuy vậy, các nguồn điện truyền thống như than, khí, thủy điện - chủ yếu là nhiệt điện than vẫn tiếp tục có xu hướng chậm tiến độ như các giai đoạn trước. Khối lượng xây dựng nguồn điện này chỉ đạt khoảng 60% so với quy hoạch.
| Công nhân Công ty Điện lực Nghệ An kiểm tra hoạt động thiết bị trạm biến áp. (Ảnh: Ngọc Hà/TTXVN) |
Các nguồn điện chậm tiến độ chủ yếu trong các năm 2019-2020, xảy ra ở cả miền Bắc và miền Nam, với tổng công suất lên tới hơn 7.000 MW so với quy mô trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh.
Cụ thể, Bộ Công Thương cho hay, có 10 dự án nguồn điện lớn dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2016-2020 nhưng bị chậm tiến độ gồm Sông Hậu 1, Thái Bình 2, Long Phú 1, Na Dương 2, Cẩm Phả 3, Công Thanh, Ô Môn III... Trong khi đó các nguồn điện năng lượng tái tạo chủ yếu là mặt trời lại được triển khai vượt quá mức quy hoạch dẫn tới khó khăn trong cân đối cung cấp điện.
Ông Nguyễn Thế Thắng, đại diện Viện Năng lượng cho rằng, các dự án nguồn điện ngoài EVN hầu hết chậm tiến độ, ảnh hưởng lớn tới cân đối cung cầu và an ninh cung cấp điện. Giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt 15.500 MW trên tổng số 21.650 MW, đạt gần 72%.
Theo các kịch bản của dự thảo Quy hoạch Điện VIII đang được Bộ Công Thương lấy ý kiến và hiệu chỉnh, có thể nhận thấy, tỷ lệ dự phòng thô nếu tính cả điện gió và điện mặt trời luôn đạt cao từ khoảng 60%, nhưng nguồn điện gió và mặt trời là nguồn năng lượng tái tạo biến đổi, đóng góp rất thấp vào dự phòng hệ thống điện, đặc biệt vào lúc phụ tải cực đại buổi tối là thời điểm không có mặt trời.
Vào lúc này, tỷ lệ dự phòng thô nguồn điện toàn quốc chỉ đạt 21% vào năm 2020, từ 11-14% năm 2030 và từ 5-8% năm 2045 tùy theo kịch bản phụ tải.
Bộ Công Thương nhận định có thể xảy ra trường hợp các rủi ro cộng dồn, gồm phụ tải điện phát triển theo kịch bản cao, nguồn khí lô B (công suất 3.800 MW) chậm tiến độ và chỉ bắt đầu vào vận hành từ năm 2027, nguồn khí Cá Voi Xanh (3.750 MW) bắt đầu vào vận hành năm 2031, chậm tiếp 5 năm so với cân đối trong kịch bản cao.
Khoảng 2.500 MW nguồn nhiệt điện than chậm sau năm 2030 do khó khăn trong huy động vốn xây dựng các nhà máy nhiệt điện than như Phả Lại 3, Công Thanh, Quảng Trạch II.
Với trường hợp rủi ro cộng dồn này, sẽ cần thiết phải đưa thêm vào các nguồn điện gió, điện mặt trời và các nguồn điện khác vào vận hành để đáp ứng nhu cầu nguồn điện và xây dựng thêm các đường dây một chiều từ khu vực Nam Trung Bộ ra Bắc Bộ để truyền tải công suất các nhà máy điện.
Theo Bộ Công Thương, để khẳng định về công suất dự phòng thừa hay thiếu, cần thiết phải tính toán số giờ kỳ vọng không đáp ứng nhu cầu phụ tải.
Nhằm đảm bảo cung ứng điện giai đoạn 2021-2025, cần xem xét các giải pháp như đảm bảo tiến độ các nguồn điện, có cơ chế thúc đẩy phát triển nguồn năng lượng tái tạo, tiếp tục tăng cường nhập khẩu điện từ Trung Quốc, Lào và đẩy nhanh tiến độ các nhà máy điện khí hóa lỏng (LNG)./.
Theo ức Dũng (TTXVN/Vietnam+)
Link gốc: https://www.vietnamplus.vn/xay-dung-cac-kich-ban-truoc-nguy-co-thieu-dien-o-viet-nam/720555.vnp
